杨鸿玮--油气长输管道工程的主要施工风险及管理策略

第一篇：杨鸿玮--油气长输管道工程的主要施工风险及管理策略

油气长输管道工程的主要施工风险及管理策略

摘要：石油和天然气长距离管道工程主要包括管道施工技术建设两大类。从长距离油气管道工程的特点,作业线长、现场施工、工序多、作业更快,更有利于物流和施工组织工作,结合地形条件复杂,有天然屏障,工程作业是很困难的。提供更多的就业机会,施工技术的工程机械品种、数量大,也容易泄漏危险物品和大型起重事故。从这些我们可以看到,在石油和天然气输送管道的建设面临许多风险,工程施工进度和施工质量有负面影响。

关键词：油气长输；管道工程；施工风险；管理

1、长输管道工程施工质量保障的含义

长距离管道工程包含许多内容,建筑工程的质量品质,工程设备、管道焊接合格率,操作条件等等。长输管道工程施工质量保证是指通过整个施工过程的质量控制,以确保完全符合设计标准管的质量,需要建设单位、监理单位和施工单位共同努力。

2、油气长输管道工程施工风险管理

2.1风险识别

为了了解油气输送管道的建设在各种风险问题,应该在风险识别。所谓风险识别风险因素的建设石油和天然气传输管道、危害进行了分析和确定。危险因素有很多石油和天然气传输管道,本文主要分析技术风险和风险管理。

2.1.1技术风险

可能是由于以下原因:一是在使用新技术,新技术没有科学验证,导致项目不适合实际情况,增加了施工风险;第二是关键施工技术相对落后,在受影响的整个项目的施工质量。三是建设不成熟的技术,采用施工工艺本身存在缺陷和不合理的地方,导致了施工质量不合格。第四,施工质量控制的方法和内容科学、具体,导致工程质量问题。

2.1.2管理风险

可能是由于以下原因:一是由于分包工程,检查和校准错误,导致分包商施工环节漏洞;第二个是施工进度和施工计划不合理,影响了施工进度和质量。三是建设工地进度报告并不具体,导致混乱的建筑。四个施工准备不足,影响施工的顺利进行。五是建设安全管理环节的漏洞,导致安全事故频发。六是施工现场的管理是不完美的,施工现场管理混乱。7不是施工调度定期小组会议和施工计划和执行检查将导致频繁停工或工作放缓,并影响项目按计划完成,也增加了项目成本。

此外,在长距离油气管道工程的建设,社会风险存在的风险、环境风险、设备、材料、人员风险,经济风险,等等,应该特别注意在施工。

2.2风险分析

所谓的风险分析,分析风险发生的概率和后果。从风险概率,主要包括两种类型的客观概率和主观概率。的石油及天然气长距离管道工程,从历史数据客观概率分析,或者是基于理论分析方法来确定风险事件的概率。主观概率由专家或决策者基于经验和信息,和自己的判断,主观估计。

2.3风险评估

过程中油气长距离管道建设,建设有效的风险评估。所谓的风险评价,风险之间的关系的过程中建设和分析工程建设的影响,并准备应对风险。在施工过程中、施工技术、施工工艺和过程,并分析了施工管理工作中存在的潜在风险,根据工程建设风险评价指标的特点,可以为风险预警提供科学依据和风险的反应。

2.4风险预警

风险评估后,应采取必要的措施,来控制施工中存在的风险。在工程建设的过程中,应密切关注技术风险和管理风险,如果发现超过预先确定的风险预警值,你应该立即开始采取行动的风险预警,控制风险事件发生之前,减少工程建设的风险。

2.5应对风险

在工程建设石油和天然气传输管道、风险应对策略如下: 2.5.1技术风险措施

技术风险的问题应该是做好工作的关键避免风险和损失控制两种。首先,因为石油和天然气输送管道的建设工地环境更为复杂,工程施工,处理工程施工现场的实际情况进行了分析,选择合适的技术解决方案。随着科学技术的发展,各种新技术广泛应用于工程建设,施工过程中,如果需要采用新技术,应该合理的选择根据新的环境建设,可以有效地规避风险。第二,应该特别注意建筑工地施工,在施工技术的选择上应追求创新和突破,抛弃不合时宜的施工工艺和操作方法。再次,不宜采用成熟技术,减少施工质量问题由于技术缺陷引起的。最后,在施工质量控制方面,我们应该开发科学合理的质量控制程序。同时也应该做一个施工班组进行技术交底工作,施工方便。

2.5.2风险管理措施

首先,对分包商的选择,资格审查、处理分包的分包商严格控制问题。第二,做好前期的准备工作的建设,如机械设备、技术、人员等。同样,在计划和施工计划的进展,应结合工程的实际情况,如自然条件、资金的条件,人员,等建设工作,加强施工现场管理、施工调度会议定期组织和建设计划和执行检查将在确保项目按计划完成,以确保工程质量。最后,我们应加强施工现场的文件管理,防止混乱的建筑工地。

2.6风险监控

过程中长距离油气管道工程施工,可能会有各种各样的问题,影响工程建设的顺利进行。因此,有必要建立一个风险管理监测系统,收集各种风险信息的整个施工过程,根据收集风险信息采取相应的对策,使风险管理工作更加制度化、规范化。

3、长输管道工程施工质量保障的关键环节

3.1设置质量保障点

质量保证的关键是长距离管道工程施工质量保证、施工关键技术的重要组成部分和质量保证是困难的联系和应用新技术和设备及材料设置质量保证,关注安全。在建立质量保证点结合长距离管道施工的设计方案,还根据施工进度的变化及时调整,更新信息反馈,以确保质量保证点集配合实际情况和建设活动。

3.2推行质量过程保障

长距离管道工程施工质量保证过程的输入和输出的过程,建筑活动的质量保证,包括整个施工过程和每个施工环节的质量保证。流程,确保各个环节连接,因此你必须做出有效地保证每个链接的质量,确保质量目标的实现。

3.3施工质量的考核与验收保障

负责具体分工后,也为建立相应的水平评价体系,确保标准化的责任来执行和检查质量保证的影响。评估结果的奖惩执行以上所陈述的,遵守责任落实。每个链接的项目完成后,以及整个项目完成后,所有人都必须进行检查,测试的质量标准是否符合设计规范,时间交付的质量标准。长距离管道工程建设各个环节的严格的质量检查和验收的环节,是确保工程质量的关键环节和措施,遵守的质量检查和验收标准执行,不仅仅是表面功夫。参考文献：

[1]杜晓坤.油气长输管道工程的主要施工风险及管理策略[J].科技风,2015,09:162-163.[2]赵海波.油气长输管道施工过程控制方案及实施策略[J].化工管理,2016,07:168.

第二篇：油气长输管道一般段施工方案（精选）

油气长输管道一般段施工方案 施工作业程序

施工准备→线路交桩→测量放线→施工作业带清理→防腐管运输与保管→管道组对→管道焊接→补口补伤→管沟开挖→下沟→回填→管道连头→通球、试压、干燥施工→三桩施工→阴极保护→地面恢复→地面检漏→竣工资料提交 2 施工准备

施工前主要做好人、材、机的进场报验工作，通过监理验收合格后方可进场作业。根据征地红线，与地方政府密切结合做好征地协调工作，为施工正常进场做好准备工作。3 线路交桩

3.1 由设计单位进行现场交桩，接桩由项目技术负责人、测量技术人员参加，交接内容包括：线路控制桩（转角桩、加密桩）、沿线路设置的临时性、永久性水准点等。

3.2 接桩对水准点和控制桩采取必要的保护措施并设参照物。4 测量放线 4.1 测量

4.1.1 根据线路施工图、控制桩、水准桩进行测量放线。放线采用GPS定位测量，依据施工图、测量成果表，复测设计桩的位置和高程。

4.1.2 放线测量应测定出线路轴线和施工作业带边界线，在线路轴线上设置纵向变坡桩、曲线加密桩、各类型标志桩。

4.1.3 河流、沟渠、公路、地下管道、光（电）缆、站场、阀井的两端及管道壁厚、防腐层等级变化分界处设置标志桩。4.2 放线

线路中心线和施工作业带边界线桩定好后，按照设计宽度，放出管道中心线和作业带边界线。D508管道作业带宽度一般为16m，其中作业带边界线在作业带清理前放出，管道中心线在管沟开挖前放出。5 施工作业带清理 5.1 施工作业带清理前办理征地手续，并会同地方政府有关部门对施工作业带内地上、地下各种建（构）筑物和植（作）物、林木等清点造册后进行。5.2 对于施工作业带范围内影响施工机具通行或施工作业的石块、杂草、树木、构筑物等清理干净，沟、坎、坑、洼予以平整。对于作业带内的电力、水利设施要加以保护。

5.3 清理和平整施工作业带时，注意保护线路标志桩，如果损坏要立即进行补桩恢复，以便施工过程中能及时对管道进行监测。

5.4 施工作业带通过不允许截流的水系，铺设满足流量的涵管后再回填土或搭设便桥连通施工作业带。6 防腐管运输与保管 6.1 防腐管装卸

防腐管装卸由专人指挥，使用吊车装卸，采用专用吊具，防止损伤防腐层。6.2 防腐管运输

6.2.1 防腐管运输主要采用公路运输。管车与驾驶室之间设置止推挡板，底部装有运管专用支架，支架与防腐管接触面垫橡15mm厚胶板，防止损伤防腐层。6.2.2 直管、弯管及热煨弯头不得混装，均应单独运输。6.3 防腐管保管

堆管场地尽量设置在方便施工的地点，防腐管堆放时，根据防腐管规格、级别分类堆放，底部垫软垫层，垫高200mm以上。防腐管同向分层码垛堆放，堆管高度不得超过2层；管端距端部支撑的距离为1.2～1.8m，管垛支撑2道，管垛支撑可采用砂袋或填充软质物的麻袋。任何形式的支撑物与防腐管的接触宽度不少于0.4m，管垛两侧设置楔型物，以防滚管。7 布管

布管按设计图纸要求壁厚、防腐层类型等顺序进行，不同壁厚、防腐等级的分界点与设计图纸要求的分界点不超过6m。8 管口组对

8.1 管口组对前采用清管器将管内的杂物清理干净，并将管端10mm范围用磨光机打磨露出金属光泽，并将螺旋焊缝或直焊缝余高打磨掉平缓过渡。8.2 组对主要采用外对口器，管道的坡口、钝边、对口间隙、错边量等尺寸必须符合施工规范和焊接规程的有关规定。两管口的直焊缝或螺旋缝在圆周上错开不小于100mm以上，钢管短节长度大于管径且不低于0.5m。

8.3 错边量不大于1.6mm，均匀分布在整个圆周上。根焊工序完成后，禁止校正防腐管接口的错边量。严禁采用直接锤击的方法强行组对管口，严禁采用斜接口。

8.4 使用外对口器时，在根焊完成50%以上方可拆卸，所完成的根焊分为多段，且均匀分布，组对吊装设备在根焊完成后方可撤离。9 管道焊接

根据现场实际情况，我单位计划采用半自动焊接工艺，如发包人有特殊要求，我单位将按照发包人下发的焊接工艺执行。9.1 焊接人员

9.1.1 参加本工程的焊工均符合现行国家标准《现场设备、工业管道焊接工程施工及验收规范》的规定，已取得下向焊等相应项目的焊接资格证书并且参加发包人组织的考试并且取得本工程合格证的才能上岗施工，施工时佩戴发包人和监理共同签发的“焊工合格证”。9.2 主要焊接设备

按照工艺要求选取满足焊接工艺要求的焊接设备，焊接前进行检修、调试。9.3 主要技术、质量保证措施

9.3.1 按照焊接工艺规程进行焊前预热。预热采用环形火焰加热器，预热温度采用红外线测温仪测量。

9.3.2 焊道的起弧或收弧处相互错开30mm以上。焊接起弧在坡口内进行，焊接前每个引弧点和接头必须修磨，在前一个焊层全部完成后，开始下一焊层的焊接。9.3.3 根焊完成后，用角向磨光机修磨、清理根焊外表面熔渣、飞溅物、缺陷。根焊与热焊时间间隔符合焊接工艺规程要求。

9.3.4 各焊道连续焊接，并使焊道层间温度达到规定的要求。焊口完成后，必须将表面的飞溅物、熔渣等清除干净。9.3.5 焊接过程中，在防腐层两端覆盖胶皮保护层，以防焊接飞溅灼伤。9.3.6 在阴雨天气施工时，采取防雨棚保护，防止焊道受到雨淋，产生脆裂。9.3.7 每天施工结束后，在管端安装临时拆卸方便的管帽，并具有一定的密封性，防止水和杂物进入管内。9.4 焊接检验 9.4.1 外观检查

焊接、修补或返修完成后及时进行外观检查，检查前清除表面熔渣、飞溅和其它污物。焊缝外观设计规定的验收标准。

1)焊缝外观成型均匀一致，焊缝及附近表面不得有裂纹、未熔合、点孔、尖渣、凹坑、焊渣、引弧痕迹等缺陷。

2)下向焊余高为0.5-1.6mm，局部不得大于2.5mm且长度不得大于50mm。3)焊后错边量不大于1.6mm。根焊焊接后，不得校正管子接口的错边量。焊缝宽度在每边比坡口宽约1.6mm。

4)咬边深度应小于0.3mm，咬边在0.3-0.5之间，则单个长度不得超过300mm，且累计长度不得大于15%焊缝边长。

5)焊接完成后，经专职质检员及监理外观检查合格的焊缝，方能向监理申请进行无损检测，由监理下发指令，通知检测单位检测，外观检验不合格的焊缝不得进行无损检测和承压试验。9.4.2 焊缝无损检测

1)所有焊口进行100%无损检测，包括射线照相和超声波检测。

2)射线照相检测应符合现行国家标准《石油天然气钢制管道对接焊缝射线照相及质量分级》（SY4056）的规定，且在完成焊口24小时后进行。验收标准为Ⅱ级合格。

3)超声波检测应符合现行国家标准《石油天然气钢制管道对接焊缝超声波探伤及质量分级》（SY4065）的规定.验收标准为Ⅰ级合格。

4)无损检测人员应持有国家或地方技监局颁发的并与其工作内容相适应的资格证书。9.5 返修

9.5.1 施工前应编制返修焊接工艺，并严格按照规定评定合格。9.5.2 接到返修通知后，向监理单位提出书面返修申请，申请监理现场见证监督返修过程，严格按照返修焊接工艺规程执行。

9.5.3 对需要返修的缺陷在确定其位置后，分析缺陷产生的原因，提出改进措施，并按照返修工艺进行返修。

9.5.4 焊缝同一部位返修次数不得超过2次，且返修长度应大于50mm。9.5.5 返修前应将缺陷清除干净，必要时可采用表面无损检测检定确认。9.5.6 待补焊部位应宽度均匀、表面平整、便于施焊的凹槽，且两端有一定坡度。9.5.7 预热温度严格按照焊接工艺规程的要求执行，且较原焊缝适当提高 9.5.8 返修焊缝性能和质量要求与原焊缝相同。

9.5.9 下列任一情况时，不得返修，应割除整个焊道重焊。1)需返修的焊缝总长度超过30%焊口周长。

2)需去除根焊道的返修焊缝总长超过20%焊口周长。3)裂纹长度超过焊缝的8%。

9.5.10 返修焊接及检测应有详细的原始记录和管接标记（焊口编号）。10 补口、补伤

管道焊口检测合格后进行补口补伤。11 管沟开挖

11.1 管沟开挖前，依照设计图纸,对开挖段的控制桩和标志桩、管线中心线进行验收和核对并进行移桩。对管沟开挖面的表土进行剥离并集中堆放，管沟敷设完毕后，将表土还原至管沟开挖面，表土剥离厚度为0.30m。

11.2 管沟开挖采用以机械为主，人工为辅的方式进行，管沟开挖后人工清沟找平。遇有地下电缆、管道、下水道及其它隐蔽物时，应与地方权属部门联系，协商确定开挖方案，在地下构筑物两侧3m区域，原则上采取人工方式进行管沟开挖，以防止损坏地下原有的设施。

11.3 开挖完成后，应对沟低标高进行测量，保证管道埋深符合设计要求。经监理验收合格后，方可进行管道下沟。12 下沟

12.1 管道下沟前，使用电火花检漏仪按设计要求的检漏电压100%检查防腐层，如有损伤应及时修补。下沟前将管头进行临时封堵。12.2 管道下沟宜使用履带式吊装设备。吊具宜使用尼龙吊带，起吊高度以1.0m为宜，起吊点距管道环焊缝不应小于2m。管道下沟时避免与沟壁刮碰，严禁损伤防腐层。

12.3 管道下沟时，由专人统一指挥作业，在人员集中的通行路口设置醒目标志，并安排专人巡防，无关人员不得进入现场。

12.4 管道在下沟后，管道应与沟底表面贴实且放到管沟中心位置，下沟后进行竣工测量。13 回填

13.1 回填前，再次对管沟进行检查，保证管沟内无杂物。管道下沟经监理检查合格后，方可进行回填。

13.2 管沟回填采取两次回填方式，第一次回填，回填至管顶300mm，按设计要求敷设警示带。然后进行二次回填。

13.3 管道埋深检测，管道投产前采用雷迪地面监测手段对沿线所有管道埋深进行复验，复验时需监理单位全程监督。14 管道连头

14.1 连头所用钢管、弯头、弯管等材料材质、壁厚、防腐层符合设计要求，连头组对、管道焊接、补口、补伤符合规范的有关规定。

14.2 按照连头焊接工艺规程技术参数及要求进行焊接。焊工持有国家有关部门颁发的资格证以及本项目的上岗证。连头沟下作业必须采用防塌箱，保证作业安全。

14.3 连头组对焊接完毕，按规范进行无损检测和补口补伤，发包人或监理确认合格后及时进行管沟回填。

14.4 不能参与系统试压的连头管段，采用预先试压合格的钢管。

第三篇：油气长输管道项目施工过程控制

油气长输管道项目施工过程控制

摘要：近年来随着我国社会经济的不断发展，油气长输管道施工对现实生活有着非常重要的作用，其施工质量越来越受到重视。油气长输管道项目的管理者要深刻了解施工过程的特点，合理的控制施工过程，保证油气长输管道项目工程的质量。本文针对长输管道项目施工过程进行了简要探讨，以期对日后的长输管道建设、施工工作有一定的借鉴作用。

关键词：油气长输管道；施工过程；控制

中图分类号： C93 文献标识码： A

近年来随着石油石化行业的高速发展，油气长输管道建设项目也越来越多，项目的多样性和复杂性增加了项目的施工难度。虽然目前我国油气长输管道的施工经验丰富，有了比较完善的体系，能够解决在施工过程可能出现的问题。但是在长输管道实际施工过程中，还会出现一些问题，这些问题影响着施工的质量及工期，所以施工过程控制在长输管道施工过程中起着非常重要的作用。

一、油气长输管道的组成

油气长输管道主要由两部分组成，即输油战场和线路。输油长输管道工艺站场包括输油首站、输油中间热站、输油泵站、输油热泵站、输油阀室以及输油末站组成。输油站也叫做压气站，主要任务就是进行气体的加压、冷却、计量、净化以及调压，其中压气机车间和压气机是其核心建筑和设备。

二、长输管道项目施工的特点

1、缺乏对施工设备的有效管控

在长输管道建设过程中，由于项目自身的工艺特点，造成用于组织施工的设备数量及类型过于繁杂，难于进行有效的管控，例如施工一条长达1 0 0千米的输送管道就需要同时动用2 0 0辆以上的大型车辆。

2、社会的关系较为复杂

通常情况下，长输管道的施工通常要在野外进行，而且还会横跨多个不同的区域，这样就难免和当地的农业及交通等一些部门进行接触，并且在施工过程中，与设计单位与建设部门的交涉也较为频繁。因而长输管道项目施工有着复杂的社会关系特性。

3、施工的范围较为分散

因为长输管道的分布较为广泛，而且延伸的距离也比较长，一般每个施工单位经常会负责几百公里的管道建设，并且在一条连续管线建设过程中经常会同时出现多个队伍进行分散施工的情况，这样就导致了施工范围较为分散，给施工带来了许多不便之处。

4、具有较高的技术性要求

长输管道在正常的工作状态下，其工作压力通常会达到6千帕以上，并且大部分输送的还是一些易燃易爆的油气产品，因而在管道建设及介质输送过程中需要施工队伍具有很高的技术水平。若施工过程中一旦措施不得当，就会引发不堪设想的后果。

三、长输管道项目施工组织的基本要求

为了能够保证长输管道项目施工管理工作的正常进行，这就要建立完整的、合理的项目管理机构，充分发挥该机构的作用。在工程中标之后，要快速成立起工程项目部，这一工程项目部要具备完整的职能，并且要配备人员来实现各种职能。只有配备人员才可以在第一时间发现长输管道施工过程中出现的问题，并且也可以及时处理这些问题。长输管道施工是一个流水作业的过程，同时在成立施工机械作业组的时候要充分考虑到组织程序、施工方法。另外还要对线路进行分段，通过划分施工段，做好前期的准备工作。

四、油气长输管道项目施工过程控制措施

1、做好油气长输管道项目施工前期控制工作

1.1开工前，项目部应该针对工程的特点，结合现场实际情况，建立行为高效、组织严谨、目标责任明确的质量保证体系，并保持有效运转。一般包括原材料、构配件、半成品及机械设备的质量控制，质量保证体系及管理人员资质的审查，施工方案、计划与检验手段等的审查，技术质量交底、图纸会审与人员的培训等几方面内容；

1.2在会审完图纸之后，项目部技术负责人员要到现场组织设计交桩。各个机械施工作业组组长、技术人员要准时参加，同时还要对施工区域的桩位、转角桩的角度进行明确。各个机械施工作业组队长、技术人员要对各自地段沿线地形、地貌以及障碍物等进行勘查，寻找正确的行车路线，为施工前期做好准备工作。队长通过自身勘查之后可以了解到施工段的施工难点，因此要安排技术人员制定有效的、合理的施工方案措施，同时还要制定切实可行的作业指导书，最后由技术负责人来审批作业指导书。

1.3各机组队长、技术员要仔细查看路线，并且他们要从实际情况出发，制定科学的、合理的线路走向区域方案。通过制定该方案不仅可以使得成本在不断降低，而且能够缩短工期，最终降低了施工难度。另外还要将这些方案上交给项目部技术负责人，并且让技术负责人来处理这一方案。

1.4各机组队长要开展会议，在会议中要讨论施工难点、作业指导书质量、技术交底等工作，确保整个施工工作的顺利开展。

1.5从成立之日起，项目部各职能部门要分工组织，确保施工机具、设备以及材料能够顺利到达施工现场。

2、控制好油气长输管道的施工工序

油气长输管道的施工工序分为以下几道工序：测量放线、清除障碍、开挖管沟、预制管件、组装与焊接管道、分段耐压试验以及竣工验收等工序。其中在组装与焊接管道、管道下沟、回填、沟下连头等工序中集中了主要的施工技术要点。长输管道的施工工序以及施工技术是非常重要的，因此要控制好油气长输管道项目各个工序的质量及各施工工序之间的衔接。

3、长输管道施工过程中的技术控制

施工过程阶段是产品质量形成与实用价值体现的一关键阶段，更是油气管道工程质量控制及管理的核心过程。施工过程阶段的控制，按照管道施工过程的时间段可分为以下几段质量控制与管理：

3.1路由优化。选定合适的路由，可以节约施工成本；为减小后期管道运行的风险，应该避免容易发生泥石流、山体滑坡等危险地段，还应该尽量避开烤烟地等农耕地；还应尽量减少征地协调成本。可以说，选择合适的线路路由是工程是否顺利施工的关键和基础。

3.2测量放线、作业带清理。在本项工作进行前期，应该加大线路踏勘，制定详细的作业带测量方案，着眼于即将进行的施工作业，预留出足够的施工作业空间，工程开工初期，由项目经理带领各专业人员，进行现场详勘工作，制定详细、切实可行的施工方案，可以节省大量的施工时间及重复进场作业的施工成本。

3.3管沟开挖。因工程大部分地段为沟下焊接作业，因此在作业带已经固定的基础上，选择合适的管沟开挖作业，可以避免后续施工“打架”，合适的管沟给后续施工会带来极大便利。

3.4管线焊接。油气长输管道的重中之重，线路运行后的质量问题，绝大部分处于本工序，因此管线焊接的质量管理是直接决定油气管道工程质量好坏的关键。现阶段，焊接管道施工主要有两种方法：第一种方法两名焊工根焊打底，并且两名焊工进行剩余焊道的填充焊以及盖面焊；第二种方法两名焊工根焊打底，不同的两名焊工来对剩余每一层焊道进行填充焊以及盖面焊，实行流水作业。1）在管道根焊之后，要清除焊根，在清除焊根的时候要安排两名专业人员来完成打磨，并且要保证清根彻底，如果清根不彻底这就会更加容易产生加渣。2）填充焊每一层焊道在焊接完之后要打磨掉焊口位置产生的浮渣，露出金属光泽。3）当盖面焊完成之后，使用钢丝刷打磨掉浮渣，与此同时使用砂轮机打磨掉焊口两侧的飞溅物，这样做防止在检测的时候划伤射线照片。4）在焊接管道的时候，在焊口两侧的防腐层上要搭上黑胶皮，防止在焊接的时候飞溅物烫伤管道防腐层。5）如果遇到风雨雪天气的时候，如果风速每秒超过了8 米要禁止施工。对于霜、雨覆盖的管道要进行烘干，烘干之后才可以施工。6）每一道焊接完成之后的焊口要做好焊缝标记，同时还要填写好焊缝的台账工作，制作出完整的管道施工单线图。

3.5管线防腐补口补伤。管线回填后，因其深埋在地下的隐蔽性，无法及时发现问题及时整改，因此防腐补口补伤工作的质量管理同管线焊接一样也及其重要，管道运行寿命的长短与本工序也有极大关系。

3.6管沟回填。前期工作完成后，就可以进行本道工序的施工。首先，管道下沟的时候要采用尼龙吊带等专用吊具吊装，在下沟之前要用盲板封死管道两端。其次，如果某一些地区的地下水位较高，此时在管道下沟之前，要进行降水；最后，在回填的过程中，如果出现了地下水要边回填边降水。很多工程在后期检查过程中发现存在漏点、埋深等问题，就是因为本工序质量管理不到位的原因。

3.7管道试压、清管。作为油气长输管道的最后一道把关，本工序的重要不言而喻，关系到后期运行的安全与否，应该加强质量管理，坚决杜绝不合格品的过关。

五、结语

随着我国经济的快速发展，石油天然气行业的发展主流就是指长输管道的建设。油气长输管道项目施工由于距离远以及作业带长，因此要从管道的实际情况出发，控制好整个施工过程，提高油气长输管道的施工质量，不断改革、创新施工技术，确保长输管道项目工程建设更快、更好发展。

参考文献

[1] 郑贤斌.油气长输管道工程人因可靠性分析[J].石油工业技术监督，2013，（6）.[2]刘长龙，李建军.EPC管理模式在长输管道工程建设中的应用[J].商情，2010（3）

第四篇：长输管道阴极保护工程施工及验收规范

长输管道阴极保护工程施工

及验收规范

阴极保护管道防腐绝缘要求及绝缘法兰安装...................................................电源设备的验收与安装...........................................................................................-5测试桩的安装...........................................................................................................-910111314

第一章 总 则

第1.0.1条 为了确保长输管道阴极保护工程建设质量，特制定本规范。

第1.0.2条 本规范适用于输送天然气的埋地钢质干线管道及站内区域性钢质管网和容器的阴极保护工程的施工及验收。

第1.0.3条 阴极保护工程施工应与主管道同步进行，并应在干线敷设后半年内投运。

第1.0.4条 凡本规范未涉及部分，应按现行的有关标准规范的规定执行；本规范在执行中若与国家有关发给或标准产生矛盾，则应按国家标准规范的规定执行。

第三章 电源设备的验收与安装

第3.0.1条 阴极保护工程选用的电源设备及电料器材均应符合现行有关标准、规范的规定。电气设备应有铭牌和出厂合格证。

第3.0.2条 阴极保护的电源设备到达施工现场后，应根据装箱清单开箱检查清点主体设备和零附件，主体设备和零附件应齐全完整。电源设备的技术文件、图纸及设备使用说明书应齐全。

第3.0.3条 阴极保护的段媛设备应存放在气温5-40℃，相对湿度 小于70%，清洁、干燥、通风能避雨雪、飞砂、灰尘的场所。不得存放在周围空气空气中含有有害的介质的地方。

第3.0.4条 在搬运电气设备时，应防止损坏各部件和碰破漆层。第3.0.5条 阴极保护电源设备的安装应按设计和设备产品说明书要求进行。并应符合下列规定： 1.2.3.4.电源设备附件应无妨碍通风、影响散热的设备； 电源设备在安装时应小心轻放，不应受震动； 接线时电源电压应与设备额定电压值相符；

接线时应根据接线图核对交直流电压的关系；输出电源极性应正确，并应在接线端子上注明“+”、“-”极性符号； 5.安装完毕后，应将电源设备积尘清除干净。

第3.0.6条 可控硅恒电位仪在安装前，首先应按出厂技术标准对交流输入特性、漂移特性、负载特性、防干扰能力、流经参比电极的电流、防雷击余波性能、过流短路保护和复位、自动报警等各项性能指标逐台进行检验。不合格者，不应验收。

第3.0.7条 电源设备在送电前必须全面进行检查，各插接件应齐全，连接应良好，接线应正确，主回路各螺栓连接应牢固，设备接

第四章 汇流点及辅助阳极的安装

第4.0.1条 汇流点及辅助阳极必须严格按设计要求联接牢固，不得虚接或脱焊。联接后，必须用与管道防腐层相容的防腐材料进行防腐绝缘处理。

第4.0.2条 钢铁辅助阳极装置的安装应符合下列规定： 1.辅助阳极的地床位置、布置、数量均符合设计要求； 2.辅助阳极应埋设在土壤电阻率较低区域，但在特殊情况下，可加化学试剂或食盐进行处理。辅助阳极埋设后接地电阻不宜大于1Ω；

3.辅助阳极表面应清除干净，严禁涂油漆、焦油和沥青； 4.辅助阳极埋设顶端距地面不应小于1.0米；

5.辅助阳极装置的焊接必须符合现行的《长输管道站内工艺管线工程施工及验收规范》（SYJ 4002）中有关的规定。第4.0.3条 高硅铸铁和石墨辅助阳极装置的安装应符合下列规定：

1.高硅铸铁和石墨辅助阳极地床位置、阳极布置、数量均应符合设计规定。

2.高硅铸铁和石墨辅助阳极连接电缆（引线）和阳极汇流电缆宜采用焊接联接。焊接应牢固可靠，所有焊接处均应采用环氧树脂密封绝缘。其结构为“三脂四布”，待干实后用高压电火花检漏仪检查（用2.4kV电压）不得有任何针孔存在。3.电缆敷设应符合《电缆敷设》图集D164的要求。4.汇流电缆长度应留有一定裕量，以适应回填土的沉降。5.阳极四周必须填焦炭渣，其粒径易小于15mm，阳极上下部的

第五章 测试桩的安装

第5.0.1条 测试桩及其引线的安装应符合下列规定： 1.2.测试桩必须按设计要求进行施工。

作为腐蚀控制或腐蚀测试用的引线，应注意其安装状态，应避免在管道上应力集中的管段焊接引线。

3.引线与管道焊接时，应先将该管段的局部防腐层清除干净，焊接必须牢固。焊后必须将连接处重新用与原防腐层相容的材料进行防腐绝缘处理。

4.5.引线的连接应在管道下沟后和土方回填前进行。测试桩引线焊接后，应用松软土壤回填，并应防止碰断或砸坏引线。

6.连接头不应漏水，裸露的测试引线及管体应加绝缘保护层，其绝缘材料应与原有的电线绝缘层和管体涂层相同。

第5.0.2条 管道汇流点连接电缆，均压电缆及管道电流测试电缆均应在测试桩接线盒内连接。

第5.0.3条 测试桩高出地面不应小于0.4m，测试桩数量、规格、编号、标志及埋设位置应符合《埋地钢质管道强制电流阴极保护设计规范》（SYJ 36-89）的规定。

第5.0.4条 测试桩位置宜避开耕地，但埋设相对位置不得超出设计间距±10m。在竣工资料中应真实的反映出实际位置。

第七章 牺牲阳极的安装

第7.0.1条 牺牲阳极敷设的种类、数量、分布及连接方式应符合设计要求。

第7.0.2条 牺牲阳极连接电缆和阳极钢芯采用焊接连接时，电缆绝缘外皮至少应保留50mm和钢芯采用尼龙线绳或其它线绳捆扎，以防止电缆在搬运过程中折断。在焊接处和阳极端面必须打磨并用酒精刷洗；干净后再用环氧树脂或相同功效的涂料和玻璃布防腐绝缘，其厚度不应小于3mm。不得有任何金属裸露。

第7.0.3条 带有焊接导线的牺牲阳极在包裹前，应进行氧化皮打磨，埋设前，必须将其表面清除干净，表面不得有氧化薄膜和其他污物。

第7.0.4条 牺牲阳极化学填包料应符合下列要求：

1.除特殊说明外，土壤中的牺牲阳极必须使用化学填包料包裹，填包料的配制应按《镁合金牺牲阳极应用技术标准（试行）》（SYJ 19-86）和《锌合金牺牲阳极应用技术标准》（SYJ 20-86）的有关规定执行。

2.填包料的称重、混合包装宜在室内进行，且必须符合下列规定：

（1）填包料以干调振荡包装为宜，以确保阳极在填包料中间部位；

（2）填包料包裹袋不得用人造纤维织品制作；

（3）包裹好的阳极必须结实，使其在搬运过程中不产生位移；（4）填包料中的膨润土部分不得用粘土代替。

3.阳极孔内填包料宜在现场装填。但必须保证阳极处于填包料

第八章 调 试

第8.0.1条 强制电流和牺牲阳极阴极保护装置建成后应作好调试工作。强制电流阴极保护调试时，其电源设备给定电压应由小到大，连续可调。

第8.0.2条 采用强制电流阴极保护时，管道的阴极保护电位应符合《埋地钢质管道强制电流阴极保护设计规范》（SYJ 36-89）的有关规定。

第8.0.3条 调试的保护电位以极化稳定后的保护电位为准。其极化时间不应少于三天。

第8.0.4条 当采用反电位法保护调试时，应先投主机（负极接管道，正极接阳极），后投辅机（正极接管道，负极接阳极）；在停止运行时，必须先关辅机后关主机。

第五篇：中国石油管道分公司输油气站QHSE管理实

中国石油管道公司输油气站

QHSE管理实施细则

1范围

1.1总则

为规范输油气站的QHSE管理工作，促进QHSE管理水平的提高，制定本细则。

1.2应用范围

本细则适用于中国石油天然气股份有限公司管道分公司所属输油气站的QHSE管理工作。

2引用文件

下列文件中的条款通过本部分的引用而成为本部分的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本部分，然而，鼓励根据本部分达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本部分。

Q/SY2.2-2001质量健康安全环境管理体系要求

中国石油天然气股份有限公司管道分公司质量健康安全环境管理体系

管理手册 程序文件（B版）术语和定义

三清：厂房清、设备清、场地清；

四无：无油污、无杂物、无明火、无易燃物；

五不漏：不漏油、不漏气（汽）、不漏水、不漏电、不漏火。文件资料和记录

4.1文件要求

4.1.1建立受控文件目录并实时更新，文件管理符合分公司文件控制程序的规定。

4.1.2根据岗位需要，配置标准、制度、规范和作业指导书。

4.1.3岗位作业指导书格式、内容执行《QHSE管理体系文件编制导则》。

4.1.4应急预案、作业指导书、管理规定等文件可操作性强，责权明确，能够有效指导相应工作的进行。

4.1.5 定期对文件、检查表等进行评审，对发现的问题及时进行修订和反馈。

4.2记录控制

有QHSE工作记录清单，记录有相应的保存期，记录填写及时真实、内容完整、无随意涂改。记录的保存、归档等管理工作符合分公司记录控制程序的规定。

4.3法律、法规及其它要求

4.3.1建立适用法律、法规及其它要求清单，定期评价其有效性和适用性。1

4.3.2按要求在本单位组织法律、法规及其它要求的宣贯。

5QHSE管理

5.1质量健康安全环境目标

结合岗位职责和业绩考核相关内容将分公司的QHSE管理目标、指标分解到各相关班组、岗位，明确具体控制管理办法，形成输油气站各岗位的QHSE管理目标指标。

5.2职责和权限

5.2.1建立完善的班组、岗位的岗位职责和安全职责，明确各岗位的任务、责任和权利。

5.2.2设置QHSE管理组织机构，设有QHSE监督员，明确人员及职责。

5.3 QHSE基础管理

5.3.1重要过程管理

识别输油气生产中的重要控制过程，应包含以下作业：

a）影响输油气生产的关键作业；

b）危险部位的作业；

c）有毒有害作业；

d）特种作业；

e）其它影响输油气生产质量及产生重大危害的作业。

确保以上过程的培训，配置所需文件，对其实施重点控制、跟踪控制，对其实施有效监督并持续改进。根据生产需要不断更新识别结果。

5.3.2安全基础管理

a)定期组织安全活动，落实上级安全生产的文件、通知及安全电话会议精神，并做好活动过程记录。

b)定期进行危险源识别，过程和所形成的记录符合程序文件的要求，对重大危险源有系统的管理措施。

c)应急预案内容涵盖站队能涉及的各类重特大事故，对应急预案要定期培训与演练，记录演练活动，分析人员掌握情况和预案可操作性，对其发现的问题及时进行改进。d)开展维检修工作应填写维检修工作票，实现对维检修工作全过程管理。

e)对更新、改造、大修理项目，要求施工队伍编制项目QHSE计划书，并对其审查、监督。

f)特种设备和安全附件、安全设施须经具有相应检验资格的检验部门定期检验，有使用证，并在检验有效期内运行。检测报告或检定证书完整齐全。

g)严格执行驾驶员内部准驾制度，定期检查车辆状况，及时进行维修保养。车辆的使用应以满足生产需要为第一目的，除紧急情况外，车辆使用必须经过授权和审批。

5.3.3环境基础管理

a)环境监测数据、报告齐全，废弃物实行分类管理，污染物排放符合国家有关标准的规定。b)配置并执行废弃物处置、废水、废气排放、办公用品使用等方面的管理规定。

c)污染源治理设施（除尘器、隔音罩、污油处理系统等）必须运行良好，由专人管理，运行情况有记录。

d)建立污染源治理设施台帐、污染物排放统计台帐、排污口位置分布图。

e)定期进行环境因素识别，过程和所形成的记录符合程序文件的要求。

5.3.4健康基础管理

a)识别有毒有害场所，设置明显标识，按照股份公司规定定期进行检测和治理。b)按照股份公司和分公司的规定，定期进行员工职业和非职业健康体检。

c)建立健全职业病防治档案，职业病危害因素作业场所的监测报告及从业人员的定期体检报告齐全。

d)有食堂的输油气站建立食堂管理制度。炊事员有健康证，具备上岗资格。

e)配有应急药箱，管理制度完善，应急情况下能够使用。

6能力、意识和培训

6.1能力和意识

6.1.1操作人员不应患有与所从事工作相关的职业禁忌症。

6.1.2岗位员工能熟练掌握本岗位操作技能，规范操作，关键岗位的员工熟练掌握本岗位控制的工艺参数及其安全范围、工艺流程、设备性能，能够独立分析、解决本岗位生产中出现的问题。

6.1.3岗位员工熟知本岗位、操作区的危害因素、熟练掌握防范措施、本岗位的应急预案及其处理步骤，具有及时处理事故与故障的能力和对潜在的事故隐患识别能力。

6.1.4岗位人员掌握应急救援知识，对岗位发生的意外伤害，有采取初步处理措施的能力。

6.1.5上岗人员经三级安全教育培训合格，具备上岗资质，并按要求定期考核合格，建立特种作业人员登记台帐。

6.1.6管理岗位熟练掌握分公司的体系文件，并用于指导工作。

6.1.7岗位员工能进行本岗位的岗位描述。（岗位描述至少应包含：本岗的岗位职责、主要工作流程、主要设备及作用、本岗存在的主要风险及控制方法等内容）。

6.2培训

6.2.1根据分公司培训计划制定站队培训计划。

站队培训计划包括：

a)对公司方针、目标的相关培训、QHSE管理体系知识的培训;

b)对法律法规、标准、规章制度、作业文件、预案等的培训;

c)对关键岗位操作人员的意识与能力培训、特殊工种的培训、新员工的培训、换岗员工培训；

d)结合消防演习进行消防教育培训；

e)其他培训。

6.2.2培训工作按照培训计划，结合岗位练兵、班组QHSE（安全）活动等形式进行，集中培训应保存培训教材（内容）、培训记录、考勤表、成绩单及培训效果评价。

6.2.3对进站施工队伍进行QHSE培训教育，培训教材由分公司统一编制，内容应涵盖安全知识，质量、安全、环保、健康要求，有关规章制度等。生产管理

7.1岗位管理

7.1.1主要运行参数在标准或作业指导书中明确规定并得到严格执行，运行设备工艺参数控制在规定的安全范围内。

7.1.2配备巡回检查路线图、检查表，严格按照规定的路线、内容和频次进行巡回检查，发现的问题及时处理并记录。

7.1.3特种作业人员持证上岗。

7.1.4按相关规定发放劳动保护用品，岗位人员按规定穿戴劳动保护用品。

7.2现场管理

7.2.1设备设施严格按照保养规程进行保养和维护，在检查表中明确检查内容和标准。维护和保养有计划有依据。

7.2.2设备、工艺操作严格执行标准、操作规程和作业指导书。

7.2.3自动化仪表及计量设备按期进行检定。自检仪表有规程有记录。

7.2.4按照易取易放易管理、定位定量定容积的原则规范现场物品的摆放，用标识板、标识线、标识轮廓对设备、工具和场地进行管理。

7.2.5明确生产现场和设备的卫生责任区域，落实责任人，无卫生死角。

7.2.6现场管理按照“三清、四无、五不漏”的标准做到清洁管理。

7.3安全防护

7.3.1生产场所及要害部位根据场所特点设立警示标志。

7.3.2在厂区门卫处设置站区平面布置图，标明逃生路线，对进站人员进行进站安全教育。

7.3.3外来进站人员应穿戴安全防护用品、佩戴准入证。

7.3.4按照有关标准的规定进行工业动火，严格工业用火审批程序和用火许可证制度，对危险部位作业、有毒有害作业和特种作业应提前制定方案，并认真落实各项安全环保技术措施，有专人现场监督管理。

7.3.5严格执行各种工作制度。

7.3.6油气场所的电气设备，控制开关、照明灯具等符合安全防爆要求，电气设备定期检测，安全可靠。

7.3.7防静电接地符合规范要求，按规定要求定期测试。

7.3.8油气场所进行维抢修时应使用防爆工具。

7.4消防管理

7.4.1消防值班室应设专用火警电话和火警报警器。

7.4.2按规定配齐各岗位消防器材，并定期检查，消防栓按规定检查维护，消防道路畅通、无障碍。

7.4.3火灾自动消防报警装置、可燃气体检测报警系统按相关规程要求定期测试、检定、维护。

7.4.4消防泵应设双电源供电，能随时启动。消防管线、阀门做好维护保养，按规定储备和定期更换泡沫液。

7.4.5固定式、半固定式消防设施应符合有关规定要求保持完好，消防泵房二十四小时有人值班。

7.4.6每天进行一次消防泵盘泵，每周进行一次小循环，每年至少进行一次水喷林和泡沫消防网试运。

7.4.7定期组织义务消防队进行消防知识培训和灭火演练。监督和改进

8.1输油气站、班组定期进行全面检查，明确检查的方式、频次和对问题的处置，明确改进的实施过程与验证手段。

8.2分公司领导与站队建立联系制度，检查发现的问题得到解决。

8.3各类重要检查有检查表，检查表内容涵盖管理要求，并根据生产情况的变化及时调整。

8.4对各级检查、审核发现的问题，认真分析原因，根据需要制定、实施纠正预防措施。

8.5检查监督维、抢修及更新改造工程QHSE措施的落实情况，跟踪其整改措施的效果。

8.6定期检查、统计目标指标完成情况。

本细则规定的内容作为对输油气站进行内部审核的主要依据。